12月7日，湖南省发改委发布的《关于启动2020年全省迎峰度冬有序用电的紧急通知》（以下简称《通知》）显示，全省最大负荷已达3093万千瓦，超过冬季历史纪录，日最大用电量6.06亿千瓦时，同比增长14.1%，电力供应存在较大缺口，为保障全省电网平稳运行和电力可靠供应，湖南启动有序用电。

值得注意的是，湖南并非个案。据记者了解，除了湖南，江西、浙江、内蒙古等省区，近期也相继出现拉闸限电。其中，内蒙古乌兰察布地区由于系统出力不足，预计用电缺额300万千瓦，按照目前蒙西电网结构和电源装机结构情况，缺电将会常态化。另外，有业内人士预测，四川、重庆、江苏、云南、湖北、广东等地“十四五”时期电力同样将出现缺口，供应形势严峻。

事实上，多地同时出现拉闸限电在我国曾有先例。早在2002年，全国范围内先后就有12个省区执行“拉闸限电”，彼时全国发电装机不足3.6亿千瓦；此后十余年间，我国电力装机容量迅速增长。中电联数据显示，截至今年10月底，全国发电装机容量达21亿千瓦，已告别本世纪初工厂“开三停四”、用电高峰期“商场停电梯，路灯开一半”的电荒局面。在此背景下，湖南突如其来的限电引发了全国范围的关注——18年来，全国发电装机容量增长6倍有余且仍在保持快速增长，“拉闸限电”的历史却为何重演？

需求旺盛：经济形势转好+“寒冬”提前，大幅推高用电负荷

早在12月2日举行的“2020年湖南电力迎峰度冬动员暨防冻融冰视频会”上，国网湖南省电力有限公司电力调控中心副主任陈浩即表示，2020-2021年迎峰度冬期间，湖南电网最高用电负荷将突破电力供应极限，存在300-400万千瓦缺口。

数百万千瓦级的“缺口”从何而来？陈浩指出，随着抗疫形势好转，湖南复工复产成效明显，用电量快速稳定增长。中电联数据显示，今年1-2月，受新冠疫情影响，湖南用电量增速同比下滑6.7%，到了4月，随着我国疫情防控取得阶段性胜利，湖南用电量增速由负转正至6.6%，11月增速进一步攀升至9%。

除了工业生产的迅速恢复，极端天气也是供需失衡的一个直接原因。某电力企业知情人士表示：“据中央气象台消息，截至12月上旬，我国冷空气活动比常年略多。入冬以来，湖南全省平均气温比去年同期低3摄氏度，寒冬提前来临，导致负荷激增。”

此外，该知情人士还指出，湖南特殊的用电结构，进一步放大了天气因素对用电负荷的影响。“湖南再电气化比例位居全国前列。2019年，湖南居民用电量在全社会用电量中的占比接近30%，在国网经营区内排名第一，其三产和居民生活用电量合计占比高达46.1%，远高于全国30.6%的平均水平。近两年，长沙夏季空调、冬季采暖在高峰期的负荷占比可以达到50%左右。”

上述各项因素叠加，迅速拉高了湖南用电高峰时段的负荷水平。《通知》发出后不久，长沙、湘潭、岳阳、株洲、常德等市陆续发布倡议，呼吁居民尽量不同时使用高耗能电器，共渡用电难关。

供给吃力：缺煤、枯水、外来电不足，无力满足尖峰需求

电力需求激增的同时，湖南电力供应是否跟得上？

根据国网湖南公司统计，截至2019年底，湖南省内清洁能源装机规模为2594万千瓦，占全省总发电装机容量的54.8%，其中水电装机1744万千瓦，新能源规模达850万千瓦；湖南每10度电中有5.1度电来自清洁能源，清洁能源电量占比排名全国第四。

“清洁能源消费占比的不断提高在给湖南带来绿色电力的同时，也增加了电网应对冬季用电高峰的压力。”某业内人士表示，“与夏季汛期不同，湖南水电难以在冬季枯水期提高出力水平，而水电装机占到湖南全省电力总装机三成以上；风电、光伏发电出力不稳定，应对尖峰负荷，风光是指望不上的。”

雪上加霜的是，落地湖南的我国第一条大规模输送新能源电力的特高压直流输电通道——祁韶特高压也难堪大任。

湖南省一位从事电力规划的专家告诉记者，祁韶特高压的实际送电能力一直不及预期，从近两年的运行结果看，目前这条线路的全年输电能力最多为450万千瓦左右，仅为设计能力800万千瓦的一半多一点。“远亲不如近邻，解决电力缺口还得靠本地电源。”

作为保供主力，湖南省统调煤电机组现已全额并网。而统计显示，“十三五”期间，长株潭地区用电负荷年均增速达10%以上，但电源装机容量几乎未变；2016年至2019年，由于淘汰落后小机组等原因，湖南省内火电装机容量不升反降，从2322万千瓦掉至2300万千瓦以下。

上述业内人士向记者透露，在国家能源局每年发布的《煤电规划建设风险预警》中，湖南的经济性指标、充裕度指标、资源约束指标均为“绿色预警”级别，但受湖南动力煤价格偏高、煤电利用小时数较低等因素影响，当地煤电投资意愿低下，导致近年来几乎没有新建大型煤电机组。

华南地区某发电企业燃料部负责人则认为，限电与湖南“捉襟见肘”的用煤形势有关。“湖南每年需要从外省调入6000-7000万吨煤炭，原先湖南本地还有2000万吨左右的产量，近年来湖南本地煤矿全都关停；近两年湖南省每年只有50万吨进口煤指标，且只减不增。这些因素都使得湖南电煤供应、价格形势愈发紧张，煤电投资效益难以保障。”

湖南省发改委有关负责人表示，目前湖南14家统调火电企业的电煤库存能够基本满足近段时间的用煤需求。但受重庆矿难影响，近期部分省份煤矿陆续停产，本就偏紧的电煤供应压力继续增加，电煤价格持续上涨。12月11日，中电联CECI沿海指数5500大卡综合价较上期上涨12元/吨，达到609元/吨，创下今年新高，这也是该指数近两年来首次超过600元/吨。

如何破局：大面积缺电隐忧初显，市场化改革迫在眉睫

电规总院2019年发布的《中国电力发展报告2018》即预测，我国东中部多个省份和地区未来三年内将持续或迎来电力供需偏紧、紧张。多位业内人士日前在接受记者采访时也一致预测，“十四五”时期我国或面临大面积“缺电”的难题。

华北电力大学经济管理学院教授袁家海表示：“华中地区‘缺电’早有预言，如今缺的不是电量，而是电力。从一定意义上说，电力供应不可能一直是‘十二五’和‘十三五’时期非常宽松的状态，适度偏紧有利于暴露当前电力供应的深层次结构性矛盾，加速、倒逼改革和转型进程。”

当前电力供应究竟面临哪些深层次矛盾？上述电力规划工作人员指出：“湖南缺电，是电力系统有效容量不足的集中体现，这个问题会随着新能源大比例并网愈发突出。可再生能源发电在系统出力的穿透率上升，将对系统的灵活性，特别是对快速爬坡能力和容量备用提出前所未有的高要求。然而，现行电源侧电价机制执行的是单一制电能量价格，随着利用小时的下降，电源项目的投资回收逐渐遇到障碍，已有不少煤电企业陆续破产。”

上述专家指出：“解决问题，并不意味着要‘大快干上’再上一批煤电。在我国能源转型的过程中，传统能源与可再生能源的角色和责任将发生结构性变化，应同步规划研究‘十四五’可再生能源发展的发电容量成本回收机制设计。”

中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟认为，治本之策在于加快电力市场化改革，激发存量资产的活力。“当可再生能源发电占比提高到一定程度，可再生能源带来的出力、价格的波动，只能通过电力市场有效反映。否则，行业持续发展与系统负荷水平和特性变化之间会‘冷不丁’地爆发一些冲突。当前电力市场的建设必须高度重视如何融合可再生能源发电。这既是个挑战，也是电力市场建设的突破口。”

“拉闸限电”罕见地在多地重现，揭示出我国能源电力清洁转型必须解决的矛盾：如何用经济性可承受的方式保障电网安全、满足社会用电需求。

首先需要明确，湖南等地在负荷高峰时段内的有序用电，与曾经因发电能力不足造成的大面积、长时间缺电有质的区别。2002年“厂网分离”，被视为我国电力工业发展的一座里程碑。这一举措为电力行业引入了竞争，也为行业发展注入了前所未有的活力。自此之后，我国发电装机容量快速增长，因电量不足造成的“硬缺电”很快成为历史。如今，湖南面临的是尖峰电力负荷难以满足的“软缺电”，其背后的诱因比曾经的电量短缺更为复杂。

多地电力系统供需平衡趋紧的关键原因在于，现有制度未能推动煤电完成“托底”“让路”的角色转变。“托底”并不意味着煤电要无限度地承担保障责任，“让路”也并不意味着新能源对煤电的单方面替代，煤电在承担基荷、调峰、备用责任的同时，理应获得与付出相匹配的回报。但现实情况却是，电力系统并没有给煤电划定明确的职责边界。“托底”“让路”只停留在战略层面，缺乏具体的执行路径。煤电被“召之即来、挥之即去”，制度保障无从谈起。

客观来看，在风电、光伏发电、水电、外来电均无法提供有效出力的当下，煤电成为保障湖南电力需求的唯一手段；且随着未来可再生能源发电在电力系统中的占比进一步提升，一旦极端天气等偶发因素急速推高需求，这一矛盾会更加突出。电力行业需要认识到，在当前的技术水平和电源格局下，越是大力发展新能源，煤电在电力系统中的作用就越不可忽视。

湖南煤电全部满负荷运行仍无法满足尖峰负荷的原因之一，正是因为湖南煤电在煤价、利用小时数方面存在劣势，连续多年没能新增煤电装机。如果可以建立容量补偿机制，或建设容量市场，煤电企业就可以通过容量电费逐年回收投资成本，同时将更多电量空间让给可再生能源。这样一来，煤电企业不再需要担心投资打水漂，电力系统也可以拥有足够的备用电源，清洁能源电力的生存空间不仅不会被煤电挤占，反而将更加广阔。

相比之下，“拉闸限电”固然是应对异常情况的有效举措，甚至不需要电力系统付出额外的努力和改变，但长远来看，指令性的“拉闸限电”不可能成为电力系统未来应对供需矛盾的“底牌”。同时，作为电力强国，“拉闸限电”也无法回应人民对于先进高效电力系统的期望。

构建清洁低碳、安全高效的电力系统，必须以满足人民群众对于社会生产生活的用电需求为前提。唯有立足现实需求，以科学、合理的机制引导电力系统效率提升，电力系统才能迎来一个绿色、安全又不失经济性的春天。